Información principal del mercado de
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- Sara Rivas Godoy
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1 Información principal del mercado de electricidad Dirigido a: Empresas del sector financiero interesadas en participar en el mercado de derivados de energía Fecha: Marzo 25 de 2010
2 2 Contenido 1.Informes del Mercado 2.Formación del Precio de Bolsa 3.Herramientas para consulta de información Página XM Indicadores Neón Opesin
3 3 Informes del Mercado
4 Informes de interés 4
5 5 Precios y transacciones del mercado
6 Precio de Bolsa y de contratos por tipo de mercado Pesos constantes de febrero de $/kwh (constantes ) Precio de Bolsa Precio Mercado Regulado (MC) Precio Mercado No Regulado Mes Precio de Bolsa $/kwh Precios Mercado Regulado $/kwh (Mc) Precio Contratos No Regulados $/kwh Feb Ene Feb Pesos de febrero de 2010
7 Precio de Bolsa promedio por hora Dic-2009 Ene-2010 Feb $/kwh Periodo Horario En el mes de febrero de 2010, en promedio por hora, el periodo 20 presentó el valor máximo de precio de bolsa $/kWh y el valor mínimo fue $/kWh en el periodo 2.
8 Precio Promedio Diario de Bolsa y precios Máximos y Mínimos por día 8 - En febrero de 2010, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 13 con un valor de $/kwh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 1 con un valor de $/kwh (periodo 2). Durante los días 13, 20 y 25 se superó el precio de escasez en la versión TXR de liquidación. - El precio de escasez para el mes de febrero de 2010 fue de $/kwh, el precio de escasez de marzo es de 332. $/kwh.
9 Volatilidad del precio de bolsa diario 9 La volatilidad diaria promedio del precio de Bolsa en febrero de 2010 no presentó diferencia con respecto al valor de enero de 2010, con promedio de 12.6%. La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de bolsa promedio diario con horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicando por otro factor.
10 Porcentaje y precios de contratos del mercado No regulado por año de registro 10 Porcentaje de cantidades despachadas en contratos No regulados 100% 90% % % 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Registrados en 2010 Registrados en 2009 Registrados en 2008 Registrados antes de 2008 Mes de Despacho Precios de contratos No regulados Por año de registro $/kwh Registrados en 2010 Registrados en 2009 Registrados en Registrados antes de 2008 Mes de Despacho Pesos del mes de despacho
11 Porcentaje y precios de contratos del mercado Regulado por año de registro 11 Porcentaje de cantidades despachadas en Contratos Regulados 100% 90% % % 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Registrados en 2010 Registrados en 2009 Registrados en 2008 Registrados antes de 2008 Precios de contratos Regulados Por año de registro Mes de Despacho $/kwh Registrados en 2010 Registrados en 2009 Registrados en Registrados antes de 2008 Mes de Despacho Pesos del mes de despacho
12 Evolución Transacciones del Mercado Pesos constantes de febrero de $ Millones (Constantes) $ 1,200,000 $ 1,000,000 $ 0,000 $ 600,000 $ 400,000 $ 200,000 $ 0 Transacciones SIC Millones $ Concepto Feb-09 Feb-10 Incremento Contratos 4, , % Compra en Bolsa 184, , % Valor a distribuir CxC 148, , % Restricciones 15,647 46, % RC-AGC 12,662 18, % Servicios CND-SIC 5,171 6, % Compras en Desviación % 1.84% 1.49% 0.01% 0.07% 0.12% 4.52% 1.%0.01% 0.00% 0.04% Rentas de 1, % Congestión -Col Feb % 21.65% 57.46% Feb % 29.63% 52.98% Compras en Bolsa Servicios CND-ASIC Rentas de Congestión Compras en Desviación RespCom AGC Valor a Distribuir CXC Restricciones Contratos
13 Agentes Comercializadores Expuestos en Bolsa GWh 25 Compras en bolsa - GWh Día 20 GWh 15 GWh 10 GWh # de agentes GWh > 25% GWh > 50% GWh > 75% #Agentes > 75% #Agentes > 50% #Agentes > 25% 5 GWh 5 0 GWh 12GWh 6GWh 6GWh 21GWh 19GWh 7GWh 21GWh 18GWh 12GWh Dic-2009 Ene-2010 Feb La gráfica presenta el número de agentes comercializadores expuestos en bolsa por niveles de exposición. En febrero de 2010 hay 14 agentes el mercado mayorista expuesto en bolsa en más del 75% y representan compras en bolsa por 12 GWh-diarios.
14 14 Demanda
15 Comportamiento de la demanda de energía del SIN - febrero 2010 GWh 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, % 0.3% Seguimiento mensual - feb 2010 vs. feb % 1.6% 0.8% 1.3% 2.3% 3.0% 1.2% 3.3% 3.4% 2.5% 5.6% Mar- Feb-08 Feb-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Abr-09 GWH 4,315 4,177 4,483 4,587 4,414 4,653 4,650 4,681 4,737 4,608 4,741 4,577 4,409 Crec. 2.4% 0.3% 1.5% 1.6% 0.8% 1.3% 2.3% 3.0% 1.2% 3.3% 3.4% 2.5% 5.6% 15 60,000 50,000 Acumulado anual - (ene a feb de 2010) 4.0% 62,500 52, % Últimos doce meses - mar 2009 a feb 2010 GWh 40, % 2.5% 30, % 1.3% 1.1% 1.5% 1.6% 1.8% 20, % 1.1% 10, % 1.1% 0 Feb 08 Feb 09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 GWH Crec. 2.5% 0.6% 1.9% 1.1% 1.2% 1.1% 1.1% 1.3% 1.5% 1.5% 1.6% 1.8% 2.5% 4.0% GWh 42, % 2.3% 32, % 1.3% 1.5% 1.5% 1.4% 1.5% 1.6% 1.8% 1.9% 22, % 1.3% 12,500 2,500 Feb-08 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 GWH Crec. 3.6% 1.3% 2.0% 1.4% 1.5% 1.5% 1.3% 1.4% 1.5% 1.3% 1.6% 1.8% 1.9% 2.3%
16 Seguimiento de la demanda del SIN con variables de interés - febrero % 5.0% 4.0% 3.0% 2.0% 1.0% 0.0% Crecimiento Esperado UPME vs. Real 5.6% 4.8% 3.8% 2.8% Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía Ma ar-95 No ov-95 Jul-96 Ma ar-97 No ov-97 Jul-98 Ma ar-99 No ov-99 Jul-00 Ma ar-01 No ov-01 Jul-02 Ma ar-03 No ov-03 Jul-04 Ma ar-05 No ov-05 Jul-06 Ma ar-07 No ov-07 Jul-08 Ma ar-09 No ov Bajo Medio Alto Real PIB Demanda Electricidad La demanda real de febrero de 2010 se ubicó por encima del escenario alto de la UPME. PIB Trimestre : Trimestre : Demanda Trimestre : 2.20 Trimestre : 2.60 Página de la UPME www1.upme.gov.co Fuente: PIB DANE. Las tasas de crecimiento son de variación porcentual calculada entre el trimestre del año en referencia y el mismo trimestre del año anterior.
17 17 Ofertas y generación
18 Evolución Reservas del SIN 18 Volumen útil a: 31 ene 2010: 8,924 GWh 28 feb 2010: 7,506 GWh %Útil Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
19 Reservas del SIN por regiones Febrero 2010 Región/Embalse Volumen Util GWh ANTIOQUIA MIEL 1.08 MIRAFLORES PENOL 2,7.56 PLAYAS.29 PORCE II PUNCHINA RIOGRANDE I I SAN LORENZO 249. TRONERAS Volumen Util % VACIO VACIO Total ANTIOQUIA 3, CARIBE URRA Total CARIBE CENTRO VACIO AGREGADO EEB 1, BETANIA MUNA PRADO Total CENTRO 1,902. ORIENTE CHUZA ESMERALDA GUAVIO Total ORIENTE 1, VALLE ALTO ANCHICAYA 4.69 CALIMA SALVAJINA Total VALLE Total -SIN- 7, VACIO VACIO VACIO VACIO VACIO VACIO VACIO 48.65
20 Vertimientos por regiones Febrero 2010 Región/Embalse Vertimientos GWh ANTIOQUIA MIEL 1 - MIRAFLORES - PENOL - PLAYAS 0.25 PORCE II - PUNCHINA - RIOGRANDE I I - SAN LORENZO - TRONERAS - Total ANTIOQUIA 0.25 CARIBE URRA1 - Total CARIBE - CENTRO AGREGADO EEB 4.73 BETANIA - MUNA - PRADO - Total CENTRO 4.73 ORIENTE CHUZA - ESMERALDA - GUAVIO - Total ORIENTE - VALLE ALTO ANCHICAYA - CALIMA - SALVAJINA - Total VALLE - Total -SIN El vertimiento en el Agregado Bogotá corresponde a la descarga desde Alicachin que finalmente se aprovecha en la cadena de plantas menores Bogotá (antiguamente llamada Casalaco)
21 Aportes hídricos al SIN 21 Aportes al SIN frente a promedios históricos Ene 2010: 52.6% Feb 2010: 57.5%
22 Aportes hídricos al SIN - pronósticos Subcomité Hidrológico ( Menú Ejecuciones Actas y documentos del Subcomité Hidrológico) Alternativamente página XM análisis energético de mediano plazo 22 Comportamiento y pronóstico Clima en página del Ideam - (pronosticos.ideam.gov.co, elegir en Informes Técnicos predicción climática
23 Aportes hídricos comparados con año % Promedio Aportes Hídricos al SIN Respecto al Promedio Histórico Nov/01 Nov/08 Nov/15 Nov/22 Nov/29 Dic/06 Dic/13 Dic/20 Dic/27 Ene/03 Ene/10 Ene/17 Ene/24 Ene/31 Feb/07 Feb/14 Feb/21 Feb/28 Mar/07 Mar/14 Mar/21 Mar/28 Abr/04 Abr/11 Abr/18 Abr/25 May/02 May/09 May/16 May/23 May/30 Jun/06 Jun/13 Jun/20 Jun/27 Aportes% Aportes% Datos hasta el 28 febrero
24 Índice General Energético - IGE % Ref erencia IGE Nivel ENFICC Real % 60% 50% 40% 30% Escenario Referencia IGE IGE = 17.94% * Compromiso acumulado a febrero 28 de 2010 Recurso MWh GUATAPE 24,842.7 MIEL1 13,440.7 LA TASAJERA 13,077.3 CALIMA1 3,168.0 JAGUAS 2,032.7 PRADO * Res CREG 010 de % Nivel ENFICC Probabilístico 10% 0% 24 Ago/01 Ago/08 Ago/15 Ago/22 Ago/29 Sep/05 Sep/12 Sep/19 Sep/26 Oct/03 Oct/10 Oct/17 Oct/24 Oct/31 Nov/07 Nov/14 Nov/21 Nov/28 Dic/05 Dic/12 Dic/19 Dic/26 Ene/02 Ene/09 Ene/16 Ene/23 Ene/30 Feb/06 Feb/13 Feb/20 Feb/27 Mar/06 Mar/13 Mar/20 Mar/27 Abr/03 Abr/10 Abr/17 Abr/24 Datos hasta el 28 febrero
25 Precios medios de Oferta por Tecnología Precio de Bolsa Carbón Agua Gas $/kwh (Corrientes)
26 Composición de la generación del SIN Feb-10 Hidráulica 49.3% 26 Cogenerador 0.4% Menor 3.3% Cogenerador 0.1% Feb-09 Térmica 47.1% Hidráulica.3% Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo Generación Feb-09 Feb-10 % Crecimiento Hidráulica 3, , % Térmica , % Menor % Cogenerador % Total 4, , % Menor 4.9% Térmica 14.6%
27 Generación por tipo de combustible Mar-2009 Abr-2009 May-2009 Jun-2009 Jul-2009 Ago-2009 Sep-2009 Oct-2009 Nov-2009 Dic-2009 GWh Ene-2010 Feb-2010 TotCosta Gasf oint GasIndep CarbonInt Hidro HidroMenores
28 28 Formación del precio spot de electricidad
29 Formación del precio spot de electricidad OFERTA Comercializadores de electricidad Demanda pasiva en la formación de precio DEMANDA $/kwh D O Productores de electricidad Determinan la formación del precio en spot a partir de su oferta Precio de spot horario kwh
30 Componentes del precio de oferta Los precios de oferta deben reflejar los costos variables de generación y el efecto de la incertidumbre y la percepción del riesgo: Plantas Térmicas Plantas Hidroeléctricas Percepción del riesgo Percepción del riesgo Eficiencia térmica Costo incremental de Administración, Operación y Mantenimiento Costo incremental de Combustible Costo de Oportunidad (valor del agua), teniendo en cuenta operación mediano y largo plazo del SIN Costo de Arranque y Parada **
31 Formación precio spot de electricidad
32 Formación del precio de bolsa MW Comportamiento de la demanda de electricidad Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug O $/MWh Precio de bolsa D $/kwh Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo Precio de bolsa horario 2008-Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug kwh
33 Formación precio spot de electricidad
34 92 Formación precio spot de electricidad Min Σ[(G*POF)+PAP]
35 92 92 Formación precio spot de electricidad Min Σ[(G*POF)+PAP] Precio Bolsa = Maximo precio ofertado + i i
36 36 Herramientas para consulta de información
37 Herramientas Información 37
38 Indicadores 38
39 39
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